Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi - Comesto
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Avviso 1735 del 13.07.2017 MIUR
Progetti di Ricerca Industriale e Sviluppo Sperimentale nelle 12 Aree di Specializzazione individuate dal PNR 2015-2020
PROGETTO DI RICERCA
Analisi dei benefici sui sistemi di produzione,
trasmissione e distribuzione dei programmi
DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico di Ricerca Industriale D1.7
Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
Avviso Avviso 1735 del 13.07.2017 MIUR
Codice progetto ARS01_01259
Nome del progetto Community Energy Storage
Gestione Aggregata di Sistemi di Accumulo
dell’Energia in Power Cloud
Acronimo ComESto
Documento D1.7.1
Tipologia Rapporto Tecnico
Timing Pianificato M
Timing Modificato
Data di Rilascio 25/06/2020
Versione 0.9
Obiettivo Realizzativo OR1
Attività Realizzativa A1.7
Soggetti Beneficiari Proponenti Unical, E-distribuzione, Enea, Evolvere, FBK
Elaborato (Nome, Cognome – Soggetto Vittorio Palermo (DIMEG_Unical); Claudio Alberti
Beneficiario) (E-DIS); Maria Valenti, Gabriella Rossi (ENEA);
Alessandro Burgio (Evolvere); Nicola Destro,
Edoardo Gino Macchi (FBK)
Verificato (Nome, Cognome – Soggetto Nicola Sorrentino, Unical
Beneficiario)
Approvato (Nome, Cognome – Soggetto Membri del Project Executive Board
Beneficiario)
TABELLA DELLE REVISIONI
Versione Data di Rilascio Contenuti aggiunti e variazioni
0.1 10-10-2019 Documento rilasciato al PEB
0.2 17-01-2020 Recepimento primo set di
suggerimenti del PEB
0.3 25-05-2020 Recepimento secondo set di
suggerimenti del PEB
0.4 25-06-2020 Riorganizzazione paragrafi
0.5 24-07-2020 Editing finale del deliverable
La riproduzione, anche parziale, di questo documento è permessa solo con l'autorizzazione scritta del Project Executive Board di progetto.
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Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
Indice
1.EXECUTIVE SUMMARY ................................................................................................................................................... 6
2.PREMESSA ............................................................................................................................................................................. 6
3.AMBITO DELLA RICERCA.............................................................................................................................................. 6
4.STATO DELL’ARTE IN EUROPA E NEL MONDO .............................................................................................. 11
4.1. I sistemi ibridi in ambito residenziale e terziario secondo la prospettiva dei benefici per l’utente finale ...... 11
4.2. I sistemi ibridi nelle reti elettriche di distribuzione secondo la prospettiva dei benefici per la generazione
distribuita da fonti rinnovabili ................................................................................................................................... 18
4.3. Analisi della DR nei sistemi ibridi come strumento di supporto alla flessibilità della rete ............................... 23
4.4. Analisi dell’impatto sul sistema di distribuzione dovuto all’uso di nanogrid per la realizzazione dello
storage distribuito integranti programmi di DR ..................................................................................................... 26
4.4.1. Caratteristiche prestazionali del sistema di distribuzione .................................................................... 26
4.4.2. L’impatto dello storage distribuito integrato in nanogrid e dei programmi di DR ......................... 28
4.5. Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione dei programmi di demand
response integrati nei sistemi ibridi........................................................................................................................... 29
4.6. Attuali servizi alla rete del TSO e possibili evoluzioni ........................................................................................... 33
4.7. Quadro generale delle comunità energetiche attualmente operative ................................................................... 38
5.I RISULTATI DELLA RICERCA .................................................................................................................................... 41
5.1. I benefici per l’utente finale conseguibili grazie all’impiego dell’accumulo distribuito in ambito residenziale
e commerciale............................................................................................................................................................... 41
5.2. I benefici per la generazione distribuita da fonti rinnovabili conseguibili grazie all’impiego dell’accumulo
distribuito nelle reti elettriche di distribuzione ....................................................................................................... 42
5.3. I benefici per il sistema di Trasmissione con l’utilizzo di sistemi ibridi e DR .................................................... 43
5.4. I benefici sul sistema di distribuzione dell’utilizzo di sistemi di accumulo integrati in nanogrid e
dall’adozione di programmi di DR ........................................................................................................................... 45
5.4.1. I programmi di DR .................................................................................................................................... 45
5.4.2. I sistemi di accumulo integrati in Nanogrid .......................................................................................... 48
5.5. Sintesi risultati ............................................................................................................................................................... 52
5.6. Principali indicatori di qualità e prestazione di un sistema ibrido ........................................................................ 53
6.CONCLUSIONI .................................................................................................................................................................. 54
7.BIBLIOGRAFIA .................................................................................................................................................................. 55
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Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
Indice delle figure
Figura 1 - Curve del fabbisogno giornaliero, della produzione fotovoltaica ed eolica e del “fabbisogno residuo” del sistema
elettrico nazionale italiano il 21 maggio 2017 ...................................................................................................................... 8
Figura 2 - la “Duck Curve” in California in una tipica giornata estiva. .................................................................................... 8
Figura 3 - Rappresentazione schema generale di nGfHA (report interno Laboratorio LASEER) ............................................ 30
Figura 4 - Interconnessione di nGfHA e rete elettrica ed eventuali generatori ausiliari ....................................................... 31
Figura 5 - Contributo dei sistemi ibridi alle reti di trasmissione e distribuzione ................................................................... 32
Figura 6 - Servizi alla rete che potrebbero offrire le fonti FRNP in aggregazione ................................................................. 37
Figura 7 - Servizi di flessibilità per il TSO ed evoluzioni tramite l’aggregatore ..................................................................... 38
Indice delle tabelle
Tabella 1 - Nostra elaborazione da Evo [52] ........................................................................................................................ 14
Tabella 2 - Benefici dei sistemi ibridi per l’utente finale ...................................................................................................... 17
Tabella 3 - Benefici dei sistemi ibridi per la generazione ..................................................................................................... 23
Tabella 4 - Vantaggi e svantaggi della demand response .................................................................................................... 25
Tabella 5 - applicazioni delle tecnologie di storage nella gestione attiva delle reti [23]. ...................................................... 50
Tabella 6 - sintesi dei principali vantaggi e svantaggi legati all’adozione di programmi di DR e all’utilizzo di accumulo
distribuito integrato in nanogrid sul sistema di distribuzione, ............................................................................................. 52
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dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
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Abbreviazioni ed acronimi
Abbreviazione/Acronimo Testo Esteso
FER Fonti Energetiche Rinnovabili
DR Demand Response
DSO Distributor System Operator
TSO Transmission System Operator
DNO Distributor Network Operator
CDCM Modello Common Distribution Charging Methodology
DUoS Modello Locational Distribution Use of System
EHV Extra High voltage
HV High voltage
LV Low voltage
TOU Time of Use
RTP Real Time Pricing
CPP Critical Peak Pricing
FIT Feed-In-Tariff
NEM Australian National Electricity Market
SMES Superconducting Magnetic Energy Storage
UVAC Unità Virtuale Aggregata di Consumo
UVAM Unità Virtuale Aggregata Mista
DUoS Distribution Use of System
V2G Vehicle-to-Grid
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Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
1. EXECUTIVE SUMMARY
2. PREMESSA
Il presente rapporto tecnico costituisce il deliverable dell’attività A1.7 del progetto COMESTO “Sistemi
ibridi e DR e loro influenza sulla capacità, adeguatezza, sicurezza e resilienza dei sistemi di produzione,
trasmissione e distribuzione”, della quale presenta i risultati.
Nello specifico, questo documento contiene una analisi dei benefici sui sistemi di produzione,
trasmissione e distribuzione conseguibili attraverso sistemi di accumulo distribuito gestiti da sistemi
ibridi quali elementi integranti programmi di DR, in termini di capacità, adeguatezza, sicurezza e
resilienza. Tale analisi , considerato il ruolo dei sistemi di accumulo e della DR nel contesto delle
comunità energetiche, prevede anche uno studio del quadro generale delle comunità energetiche
attualmente operative.
A supporto di detta analisi, sono stati individuati opportuni indicatori, con l’obiettivo di favorire
l’analisi delle prestazioni del sistema al fine di sostenere e rispondere in modo efficace alla richiesta
dell’utente, permettendo maggiore stabilità e flessibilità alla rete con un efficiente utilizzo delle
infrastrutture e delle risorse energetiche.
3. AMBITO DELLA RICERCA
Introduzione
Al fine di garantire la sicurezza e l’affidabilità del sistema elettrico è necessario che il funzionamento
delle risorse energetiche distribuite non venga gestito esclusivamente in funzione dell’ottimizzazione
energetico-economica del singolo utente ma vada anche ad inserirsi nel funzionamento delle reti in
maniera opportunamente armonizzata.
Tale necessità è valida specialmente considerando lo scenario del sistema elettrico che si delinea nel
prossimo futuro, caratterizzato da una forte presenza impianti di produzione FER che impone una
variazione nell’approccio di gestione delle reti elettriche dal tradizionale fit and forget, valido per una
rete prevalentemente passiva, al fit and control.
In tal senso questo studio si propone di indagare i benefici apportabili al sistema elettrico di
produzione, trasmissione e distribuzione dallo sfruttamento di sistemi ibridi come supporto
all’implementazione di programmi di DR, valido strumento per la gestione attiva ed intelligente delle
reti future (Smart grid). In particolare, verranno presi in analisi gli aspetti relativi agli impatti sulla
capacità, adeguatezza e sicurezza dei suddetti sistemi, con brevi accenni anche alla resilienza.
Scenario di riferimento
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Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
Negli ultimi anni la diffusione degli impianti che sfruttano le fonti energetiche rinnovabili e la loro
penetrazione nelle reti elettriche è cresciuta in misura significativa e continua a crescere sebbene più
lentamente che in passato, sia in Italia che in molti altri Paesi nel mondo.
Nel decennio precedente al 2015 l’incentivazione di sistemi di generazione da fonte rinnovabile aveva
portato nel 2014 alla concessione di sussidi alle energie rinnovabili su scala globale per un valore
complessivo pari a 135 miliardi, di cui Germania, Stati Uniti e Italia detenevano il 50% (l’85% se si
considerano i primi dieci Paesi), confermando quindi il successo delle misure di sostegno all’adozione
di queste tecnologie [59]. Le politiche di supporto alla diffusione di impianti fotovoltaici, eolici e simili
concedono agevolazioni economiche, finanziarie e fiscali al fine di determinare un forte abbattimento
dei costi della tecnologia in una fase iniziale in cui questa non può essere considerata ancora
sufficientemente matura, con l’auspicio che l’industria del rinnovabile possa poi successivamente
sopravvivere senza incentivi. Infatti, una politica di incentivazione nasce per creare e supportare un
mercato solo nella sua fase iniziale di vita per cui non è comprensibilmente ragionevole pensare che
una politica di incentivazione duri per sempre in quanto poi il mercato deve autosostenersi e la
politica di supporto cessare [1-5].
Prendendo ad esempio il settore del Fotovoltaico in Italia, risale al 2005 l’attuazione della prima
politica di incentivazione di impianti fotovoltaici per mezzo di un decreto Ministeriale che rendeva
disponibile un primo budget di incentivazione, il cosiddetto “Primo Conto Energia”; dal 2005 al 2007 il
meccanismo di erogazione degli incentivi è cambiato quattro volte, fino al 2012 quando un decreto
ministeriale ha reso disponibile il quinto ed ultimo budget di incentivazione per impianti fotovoltaici, il
cosiddetto “Quinto Conto Energia” [5].
A distanza di oltre cinque anni, nel mese di dicembre 2018, il sistema italiano di Gestione Anagrafica
Unica degli Impianti e Unità di Produzione, il cosiddetto Gaudì, ha registrato 818 000 impianti
fotovoltaici con un valore corrispondente alla somma delle potenze di picco pari a circa 20 GW.
Un dato molto interessante da evidenziare è quello relativo al fatto che la maggior parte di questi
impianti (83.7%) ha potenza di picco inferiore a 12kW, con un valore corrispondente alla somma delle
potenze di picco di questo sottoinsieme approssimativamente pari a 3GW.
Lo stesso sistema Gaudì alla stessa data registrava 5645 impianti eolici, circa 7000 aerogeneratori, una
potenza installata all’incirca pari a 10GW, comprovando il raggiungimento di risultati innegabilmente
lodevoli.
Sebbene l’era degli incentivi sia terminata, la produzione di energia elettrica da fonti energetiche
rinnovabili su piccola scala, anche in ambito domestico - diffusamente nota con il termine di
generazione distribuita, dispersa o decentralizzata – suscita ancora oggi un fortissimo interesse.
L’attenzione è rivolta principalmente ad alcune innovazioni tecnologiche da inquadrare all’interno di
un contesto economico, finanziario e normativo di mercati energetici caratterizzato da forte
dinamismo e continui cambiamenti [6-12].
La natura fluttuante e intermittente della generazione di energia elettrica delle fonti energetiche
rinnovabili, unitamente alla loro intrinseca non programmabilità, influenza significativamente il
funzionamento sistema elettrico nel suo complesso [11, 13-17].
A fianco agli effetti dovute a grandi fluttuazioni, impreviste o del tutto imprevedibili, che possono
innescare oscillazioni della frequenza del sistema elettrico o la violazione del margine di capacità di
trasporto delle linee elettriche, vi sono altri effetti importanti che si accentuano sempre di più con
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Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
l’aumento della penetrazione delle FER, uno tra questi consiste nella depressione nelle ore centrali
della giornata della curva del “fabbisogno residuo”. Conseguenza di quest’ultimo fenomeno è, nelle
ore serali, una ripida salita del fabbisogno residuo, poiché alla tipica crescita dei consumi (soprattutto
per l’illuminazione) si somma la simultanea diminuzione della generazione fotovoltaica. Si origina
quindi una curva, ormai nota come “duck curve”. La ripidità della rampa di salita diventa
particolarmente accentuata nei giorni festivi quando, di norma, la domanda di energia elettrica è più
bassa e il fabbisogno residuo nelle prime ore del pomeriggio può essere significativamente più basso
dei valori notturni (Errore. L'origine riferimento non è stata trovata. e Errore. L'origine riferimento
non è stata trovata.). In alcuni casi il fenomeno può diventare poi anche particolarmente pericoloso,
come ad esempio nelle domeniche soleggiate dei mesi estivi, tanto che si parla spesso di sindrome del
“Summer Sunny Sunday” (SSSS).
Fonte: CAISO (California Independent System Operator)
Figura 1 - Curve del fabbisogno giornaliero, della
produzione fotovoltaica ed eolica e del “fabbisogno Figura 2 - la “Duck Curve” in California in una tipica giornata
residuo” del sistema elettrico nazionale italiano il estiva.
21 maggio 2017
In tali circostanze le centrali convenzionali devono rimanere in riserva rotante o del tutto spente ma
pronte a entrare in servizio con la capacità di disporre di un “gradiente di presa di carico” atto a
garantire l’alimentazione dell’illuminazione notturna (quando il sole tramonta e il fotovoltaico smette
di produrre) e sopperire ad eventuali imprevisti fuori servizio di eventuali sistemi di generazione.
La progressiva crescita della generazione da FER ed in particolare della generazione fotovoltaica,
comporta, quindi, il passaggio della generazione convenzionale (prevalentemente fossile) dal ruolo di
generazione di base ad un ruolo simile al servizio di punta ma per coprire escursioni più ampie e
particolarmente rapide.
Inoltre le stesse centrali convenzionali sono anche chiamate a prestazioni “fuori norma” nel senso che
non sono state, inizialmente, pensate per questi ruoli, ovvero a funzionamenti “in transitorio” per
compensare le fluttuazioni delle FER (come se fossero un sistema di backup). Una tale modalità di
funzionamento ne riduce notevolmente il rendimento e la vita utile. Tali circostanze erodono parte
dei vantaggi che la crescente penetrazione delle FER comporta.
Ma vi è di più. Proprio per la natura intrinseca delle FER, è stato necessario introdurre il capacity
market (mercato delle capacità) che in sostanza consiste in una serie di misure introdotte con
8Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
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l’obiettivo di garantire la sicurezza del sistema e l'approvvigionamento di energia elettrica, con risorse
sempre disponibili per coprire le punte di carico in ogni area della rete ed evitare così dei blackout. In
sostanza si tratta prevalentemente di impianti alimentati da fonti fossili sia esistenti che da realizzare
ad hoc, il che rende vano parte dello sforzo attuato per la decarbonizzazione del sistema.
In questo scenario di riferimento, quindi, il DR e l’accumulo distribuito opportunamente gestiti in
forma aggregata attraverso l’ausilio di tecnologie adatte allo scopo come, appunto, la nanogrid,
consentono di contribuire a dare al sistema elettrico una maggiore flessibilità, una più alta
adeguatezza, sicurezza e resilienza.
Infine è da considerare anche il potenziale ruolo dei sistemi di accumulo distribuiti gestiti, grazie
all’uso di nanogrid (sistema ibrido), congiuntamente a impianti di generazione da fonti rinnovabili
non programmabili [18, 19] [20] [21-23] nell’ambito mercato dei servizi di dispacciamento operanti
come unità di produzione non rilevanti su base aggregata [24] per la fornitura del servizio di
regolazione primaria della frequenza per il tramite di unità di produzione rilevanti integrate con
sistemi di accumulo [25] [26].
Una tale soluzione consentirebbe l’utilizzo ottimale delle nanogrid in ambito domestico per la
realizzazione di comunità energetiche integrate che possano trovare il loro equilibrio economico e
finanziario non solo in riferimento all’autoconsumo ma anche con riferimento a servizi di rete e
implementazione di DR. In tal modo si raggiunge anche l’obiettivo di coinvolgimento dell’utente il
quale, oltre ai benefici collettivi, coglierebbe anche propri obiettivi economici contribuendo ad un
utilizzo migliore delle potenzialità delle fonti rinnovabili anche in risposta ad un prezzo che varia
durante la giornata, così da ridurre mitigare i problemi di overgeneration (“duck curve”) che si
presentano nelle ore di picco o di maggior prezzo di mercato oppure quando la sicurezza del sistema
elettrico è minacciata: questa è la DR [27-33].
Alla luce di quanto finora detto e tenuto conto del quadro complessivo delle politiche europee di
decarbonizzazione del sistema produttivo energetico che hanno incentivato negli anni la realizzazione
di un significativo numero di impianti di produzione di energia elettrica da fonti energetiche
rinnovabili (FER) di piccola-media taglia, è facilmente comprensibile quanto sia importante valutare
anche il ruolo degli impianti convenzionali. Questo perché i sistemi elettrici europei sono diventati
sistemi complessi, chiamati a gestire sia centrali termoelettriche attestate a livello di trasmissione sia
risorse distribuite di tipo rinnovabile, attestate ai diversi livelli di tensione della rete di distribuzione.
In questo scenario, garantire un funzionamento efficace e sicuro della rete richiede il ricorso a nuovi
meccanismi di gestione e controllo delle risorse di rete che configurano, in taluni casi, anche delle
nuove modalità di utilizzo delle risorse stesse.
Ovviamente, l’analisi dei sistemi ibridi e della Demand Response e l’analisi della loro influenza sulla
capacità, adeguatezza, sicurezza e resilienza dei sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
richiede la definizione degli indicatori di valutazione delle prestazioni di una rete. Questo vale anche
per i sistemi denominati Nano-Micro Grid, eventualmente interconnessi a reti tradizionali
centralizzate di DSO-TSO infrastrutturali. In tal senso, si ritiene opportuno evidenziare che i sistemi
cosiddetti Energy Sharing come le Nano-Micro Grid e Smart Grid sono ancora in fase di sviluppo-
ottimizzazione ed in particolare quelle di tipo cooperativo, dovranno perseguire, a vantaggio dei
partecipanti della Energy Community, i macro obiettivi di seguito elencati:
9Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
o aumentare la quota di “Autoconsumo” dei partecipanti all’Energy Community stimolandoli in
tal senso mediante l’implementazione di modelli gestionali idonei e flessibili che influiscano sui
comportamenti e sulle convenienze economiche degli stessi,
o ottenere nei bilanci energetici ed economici aggregati della Community una sostanziale
riduzione sia del fabbisogno di energia prelevato dalle infrastrutture tradizionali (DSO-TSO),
che del prezzo-costo medio dell’energia, nonché i costi complessivi infrastrutturali della Grid. Il
raggiungimento di tali obiettivi porteranno le Energy Community ad essere più vantaggiose dal
punto di vista energetico-economico rispetto alle attuali infrastrutture, sostanzialmente di tipo
centralizzato.
10Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
4. STATO DELL’ARTE IN EUROPA E NEL MONDO
4.1. I sistemi ibridi in ambito residenziale e terziario secondo la prospettiva dei benefici per
l’utente finale
Al fine di incentivare l'adozione di sistemi di accumulo in ambito residenziale e commerciale, sono
stati attivati meccanismi e schemi di sostegno sia a livello globale che in molti Paesi Europei. Lo
schema Feed-In-Tariff (FIT) è stato il più diffuso schema di attuazione di politiche di incentivazione dei
sistemi di generazione a fonte rinnovabile poiché efficace, pratico e assai semplice da spiegare e
comprendere; nella versione mercato-indipendente, lo schema FIT offre un acquisto garantito ad un
prezzo fisso o minimo per l'energia elettrica prodotta da fonti rinnovabili e immessa in rete [39].
Questa garanzia è monetariamente alta quanto basta per ridurre significativamente il rischio di
investimento; pertanto gli utenti, garantiti dal Governo, acquistano le tecnologie anche nel caso di
totale assenza di conoscenza e le installano in tempi rapidi; al contempo, il mercato cresce
rapidamente, i prezzi diminuiscono altrettanto velocemente e nuovi utenti sono pertanto invogliati a
prendere parte a questo processo in un meccanismo virtuoso.
D'altro canto, la remunerazione dell’energia prodotta ed immessa in rete a prezzi fissi e garantiti falsa
la percezione del mercato: la maggiore generazione abbatte i prezzi di mercato per l’energia elettrica
– alta offerta, basso prezzo - ma i produttori incentivati continuano a ricevere denaro ai prezzi
garantiti - ben maggiori di quelli di mercato – anche in quelle ore del giorno caratterizzate da un
eccesso di generazione.
Oggi, dopo una soddisfacente diffusione di generatori distribuiti a fonte rinnovabile, l’interesse si
amplia così da includere i sistemi di accumulo quando abbinati ai generatori distribuiti principalmente
per aumentare l’autoconsumo e controllare l’energia elettrica immessa in rete durante le ore diurne o
peak load.
L’uso di sistemi ibridi evoluti, quali le nanogrid, poi consente non solo di maumentare l’autoconsumo
ma di massimizzaere e ottimizzare l’uso dell’energia prodotta da FER (in particolare da fotovoltaico).
La Germania è uno dei maggiori portatori di questo interesse; questo Stato ha investito molto nello
sfruttamento delle fonti rinnovabili sin dal 2013. In quell’anno, la banca statale KfW stanziava 163
milioni di euro al fine di garantire un tasso di interesse agevolato per l’acquisto e la posa in opera di
sistemi di accumulo integrati con generatori fotovoltaici di potenza fino a 30kW; questi sistemi
potevano immettere in rete non oltre il 60% della capacità di accumulo. Il ministero delle
infrastrutture tedesco copriva il 30% del costo delle batterie. Questa attività di supporto governativo
ebbe tanto successo che nel marzo del 2016 furono stanziati ulteriori 30 milioni di euro.
Una prima analisi costi-benefici dell’accoppiamento integrato FER più accumulo, in guisa tale a
formare un primo, seppur rudimentale, sistema ibrido (non del tutto paragonabile ad una nanogrid)
per il caso delle applicazioni commerciali [40] mostrava una riduzione dei costi della bolletta pari al
30% ed un forte tasso di autoconsumo; questo interessante risultato è anche dovuto al fatto che gli
edifici commerciali hanno solitamente ampio spazio sulle coperture disponibile per l’installazione di
pannelli fotovoltaici e che il loro profilo di consumo è strettamente in linea con la generazione solare
fotovoltaica.
11Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
Per il caso delle applicazioni domestiche [41], una ulteriore analisi mostrava un verosimile risparmio in
bolletta pari a circa 8%, supponendo il totale autoconsumo della energia prodotta dal generatore
fotovoltaico. Questo anche perché il sistema di accumulo incrementava l’autoconsumo fino a un
valore pari all’ 82% rispetto ad un convenzionale generatore fotovoltaico privo di batterie di supporto.
Il tempo di rientro dell’investimento era 15-20 anni, in funzione del costo di manutenzione.
Secondo altri studi [42, 43], i sistemi ibridi con con batterie al piombo fino alla taglia di 5kWh
risultavano già convenienti prima del 2013-2016, anche senza sussidi; il trend di mercato dei prezzi dei
sistemi di accumulo domestico era tale per cui sarebbe bastato un incremento del 4% del costo netto
dell’energia elettrica affinché anche i sistemi di accumulo con batterie al litio risultassero convenienti
senza sussidio.
Tra i numerosi studi circa i sistemi ibridi fotovoltaico-batterie vi è poi un contributo [44] che rivela che
il fattore che maggiormente influisce sulla determinazione del prezzo di pareggio per un siffatto
investimento è il tasso di interesse nell’acquisto del dispositivo stesso ed un ulteriore contributo [45]
che afferma che l’integrazione tra sistemi di accumulo distribuito e generazione distribuita è la
soluzione più economica per l’utilizzatore finale, nel lungo periodo.
È anche doveroso ricordare che alcune importanti valutazioni costi–benefici lasciavano spazio a
discussioni [46] per via del fatto che dette analisi non erano sempre eseguite adottando profili di
carico reali, bensì profili surrogati: profili standard per famiglie tedesche usate dalle utilities per
raggruppare le utenze, profili medi di famiglie tedesche usati per combinare i consumi termici ed
elettrici, profili di carico sintetici e creati da appositi software. In generale, ciò determinava una
sovrastima dell’autoconsumo e, conseguentemente, una riduzione dei tempi di rientro
dell’investimento.
L’Italia non ha mai adottato una vera politica di incentivazione dei sistemi di accumulo in ambito
residenziale così come, invece, ha fatto per gli impianti fotovoltaici. È comunque opportuno
richiamare due studi sul tema. Il primo studio da titolo Sistemi di Accumulo nel Settore Elettrico,
realizzato da Ricerca Sistema Energetico (RSE) e pubblicato nel 2015, mostra i risultati di una analisi
costi/benefici che coinvolge circa 400 clienti domestici distribuiti sul territorio italiano e conclude che
il sistema di accumulo determina un ulteriore risparmio annuo di circa 150 euro nel caso di impianto
fotovoltaico esistente e incentivato e di circa 170 euro nel caso di impianto fotovoltaico nuovo non
incentivato. Il secondo studio [47] si riferisce ad una analisi costi/benefici di un sistema ibrido
fotovoltaico-batterie che coinvolge una Pubblica Amministrazione italiana; in realtà lo studio propone
un nuovo schema di incentivazione che remunera l’autoconsumo affinché i ricavi e i costi siano in
pareggio.
L’Inghilterra è il primo Stato ad attuare il passaggio da monopolio a libero mercato; nel 1998 il Libro
Bianco del governo Thatcher illustrava il processo di passaggio, nel 1990 il Parlamento approvava
l’Electricity Act. Anche per l’Inghilterra sono state condotte analisi costi/benefici per sistemi di
accumulo distribuito in abbinamento a generatori distribuiti; la maggior parte di questi studi
restituiscono risultati fortemente parametrici. Una di queste analisi si distingue [48] poiché conclude
che la combinazione ibrida generazione-accumulo non è mai una operazione conveniente nonostante
lo schema feed-in tariff. In realtà tale analisi presenta il limite di considerare batterie al piombo e non
le moderne batterie al litio; tuttavia, dal momento che essa considera anche il caso di batterie ideali,
12Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
senza perdite e con una ottimistica aspettativa di vita, i suoi risultati sono da molti ritenuti validi ed
attuali.
L'Australia è uno dei principali mercati al mondo dei sistemi di accumulo e lo storage residenziale è
uno tra gli argomenti più critici discussi dal Gestore Nazionale dei Servizi Energetici Australiano. Alcuni
studi [49] condotti su un campione di 145 utenti residenziali con un sistema ibrido fotovoltaico-
batterie hanno restituito un risparmio annuale medio compreso tra 100 e 350 dollari.
Anche la Cina si dimostra interessata ai benefici derivanti dall’applicazione di sistemi ibridi, ottenuti
nella semplice forma di abbinare un sistema di accumulo ad un impianto fotovoltaico in ambito
residenziale. In riferimento a ciò, un recente ed interessante studio circa le politiche governative
cinesi è presentato in [50] e valuta la convenienza ed i benefici economici dei sistemi fotovoltaici e dei
sistemi di accumulo distribuiti quando installati presso famiglie e piccole aziende nel territorio e
nell’ambito regolatorio cinese. Le conclusioni del contributo così come le raccomandazioni degli
autori rivolte al Governo in materia di agevolazione a sostegno della diffusione degli impianti di
produzione di energia da fonti rinnovabili sono in linea con quelle di altri contributi per i Paesi Europe,
Americani, etc. L’unico elemento di distinzione è il seguente; gli autori del contributo affermano che
per una famiglia cinese la convenienza ed i benefici economici dei sistemi di accumulo domestici sono
prevalentemente influenzati – o totalmente dipendenti - dalla entità dell’incentivo concesso dal
Governo Cinese mentre per una azienda cinese la convenienza ed i benefici economici sono
influenzati anche dalla capacità del sistema di accumulo.
I costi ed i benefici dei sistemi di generazione e di accumulo distribuito in ambito residenziale sono
studiati anche per casi in cui è assente una esplicita politica incentivante; esistono, ad esempio, studi
che discutono il caso dei maggiori benefici per gli utenti finali qualora questi operino in forma
aggregata invece che di singolo “player”; una prima forma di aggregazione di utenti è l’edificio o il
quartiere.
L’idea di un quartiere composto da più edifici dove il consumo di energia elettrica e termica è
totalmente compensato dalla generazione all’interno degli stessi edifici prende la forma di un
distretto energetico ad impatto energetico nullo o zero-net energy in [51]. Ovviamente è sempre
opportuno tenere in debita considerazione la distinzione tra zero-net energy e zero-net power. Un
sistema zero-net power ovviamente è anche zero-net energy, mentre non è vero il contrario. L’utilizzo
delle nanogrid come sistema ibrido avanzato si pone come obiettivo quello di implementare sistemi
zero-net power, per tendere alla implementazione di Comunità Energetiche del tipo "nonsumer"
basate su scambi di potenza nulli "con il mondo esterno". Il modello del distretto illustrato, tende al
zero-net power con tutti i benefici che ciò può implicare sulla rete in termini di profili di tensione e
all’ungamento della vita per la riduzione dei picchi di assorbimento simultaneo. Il contributo
presentato èun valido strumento per l’ottimizzazione simultanea del posizionamento dei generatori di
energia negli edifici ospitanti, del tipo di tecnologie di generazione e di accumulo, delle rispettive
dimensioni e del layout della rete elettrica di distribuzione dell'energia, unitamente ad una strategia
ottimale di esercizio. Il modello restituisce il migliore sistema energetico distrettuale poiché minimizza
il costo totale annuo di approvvigionamento di energia e le emissioni di CO 2 equivalenti, garantendo
al tempo stesso il funzionamento affidabile del sistema energetico. Nel distretto, l’utilizzo dei sistemi
di accumulo distribuiti genera anche maggiori entrate poiché una certa quantità di energia è venduta
anche grazie ad una risposta adeguata alla domanda di energia elettrica e termica. Il modello
13Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
proposto nel contributo è stato implementato in quattro scenari. In un primo scenario, il distretto è di
tipo convenzionale poiché esso è collegato alla rete elettrica e un congruo set di caldaie sono presenti
all'interno degli edifici; questo scenario ha il costo più alto, 12000€, e le emissioni di CO 2 maggiori,
52300kg. In un secondo scenario, il distretto scambia calore ed elettricità con la rete di distribuzione
locale ma è privo di sistemi di accumulo. Quando operato per raggiungere il target zero-net–energy, il
distretto offre una riduzione del 56% delle emissioni rispetto al distretto convenzionale. In un terzo
scenario, il distretto scambia calore ed elettricità e possiede sistemi di accumulo; il distretto offre
anche una riduzione del 60% del rilascio delle emissioni di CO 2. A parità di emissioni, il distretto con
sistemi di accumulo offre un più alto reddito (ovvero una minore spesa) rispetto al distretto senza
accumulo. In un quarto scenario, tutti gli edifici del distretto sono indipendenti dal punto di vista della
domanda di energia termica, esistono solo collegamenti elettrici tra gli edifici. Il costo complessivo del
distretto è inferiore per il 28% rispetto ad un distretto convenzionale, le emissioni di CO2 si riducono
del 63%, i costi di progettazione ed esercizio del 13%.
Tabella 1 - Nostra elaborazione da Evo [52]
Distretti Energetici per Scenario
SCENARIO 1: ●Costo: 12.000 €
Distretto di tipo convenzionale collegato alla rete ●Emissioni: CO2 52.300 kg.
elettrica;
Presenza di un massiccio numero di caldaie negli
edifici.
SCENARIO 2: ●Riduzione delle emissioni di CO2 del 56%
Distretto che scambia calore ed elettricità con la rispetto al primo scenario.
rete di distribuzione locale;
Non ci sono sistemi di accumulo.
SCENARIO 3: ●Riduzione delle emissioni di CO2 del 60%;
Nel distretto c’è scambio di calore ed elettricità;
●Offre maggiore reddito (in termini di minore
Sono presenti Sistemi di Accumulo. spesa) a parità di emissioni rispetto allo Scenario
2.
SCENARIO 4: ●Costo del distretto minore del 28% rispetto allo
Tutti gli edifici del distretto sono indipendenti scenario 1;
rispetto alla domanda di energia termica; ●Le emissioni di CO2 si riducono del 62%;
esistono collegamenti elettrici tra gli edifici. ●I costi di progettazione ed esercizio si riducono
del 13%.
Il caso della gestione di un ulteriore distretto energetico è discusso in [52]. Il contributo propone una
soluzione per la gestione del sistema energetico del distretto che tiene conto della disponibilità di un
sistema di accumulo idrico; a tal fine, il programma di demand response proposto nel contributo è
modificato di conseguenza. Nelle simulazioni numeriche, il distretto energetico è composto da 150
14Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
utenti residenziali, 100 prosumers residenziali, 25 utenti industriali e 25 produttori. L’energia prodotta
dai sistemi di generazione da fonte rinnovabile non programmabile, il consumo di energia elettrica, i
prezzi di acquisto e vendita di energia elettrica riferiscono o riportano dati reali.
I potenziali e grandi benefici dei sistemi ibridi generazione-accumulo sono mostrati in [53] con
riferimento all’Australian National Electricity Market (NEM); tra tutti i benefici, gli autori del
contributo pongono maggiore enfasi sulla maggiore affidabilità degli utenti finali (customers
reliability) senza la necessità di ricorrere ad importanti investimenti sulle reti elettriche. Di particolare
interesse è una struttura, presentata dagli autori all’interno del loro contributo, sviluppata per
valutare la misura in cui l'attuale ambiente istituzionale del mercato elettrico nazionale Australiano
consente - o limita – l’impiego dei sistemi distribuiti di accumulo. Il contributo sottolinea inoltre la
necessità generale di maggiore attenzione ai dettagli del quadro istituzionale, a prescindere dalla
regione geografica specifica, e di una maggiore ricerca empirica sul grado in cui le persone comuni
comprendono e percepiscono le complessità del settore elettrico.
Il caso di 53 clienti residenziali australiani è studiato in [54] al fine di testare l’efficacia e quantificare i
benefici dei sistemi in considerazione di un algoritmo per la pianificazione del funzionamento – cioè
carica e scarica – di sistemi di accumulo distribuito quando questi sono abbinati a generatori
fotovoltaici, tipicamente installati sul tetto della residenza. I risultati mostrati nel contributo
confermano che la pianificazione dei processi di carica/scarica riduce il picco di domanda del cliente,
riduce le fluttuazioni del flusso di potenza, riduce la dipendenza del cliente dalla rete elettrica di
distribuzione poiché è conseguita una autosufficienza energetica. In particolare, i risultati basati su
dati biennali mostrano una riduzione del picco della domanda – media mensile - tra il 46% e il 64%,
una riduzione della fluttuazione della domanda tra il 25% e il 49%, un aumento medio
dell'autoconsumo tra il 24% e il 39%. In virtù di ciò, gli autori del contributo sottolineano la necessità
di tariffe apposite cioè tariffe che valorizzino, ad esempio, la riduzione del picco della potenza
immessa nella rete elettrica quando detta potenza è generata da fonte solare. Tariffe di questo tipo
possono ridurre il massimo mensile di energia solare fotovoltaica fornita alla rete di distribuzione del
19% in media.
Un algoritmo per la pianificazione dei sistemi di accumulo associabili integrati in sistemi ibridi al fine di
erogare simultaneamente sia servizi locali che servizi di sistema è presentato in [55]. Per gli autori del
contributo, esempi di servizi locali sono il supporto dell'integrazione ed alla diffusione di generatori
fotovoltaici, il supporto al peak shaving, il supporto al differimento dell'aggiornamento e del
potenziamento dell'infrastruttura. Quando i sistemi di accumulo distribuiti erogano servizi locali come
quelli sopra elencati allora gli autori affermano che tali sistemi sono inattivi o utilizzati solo
parzialmente per la maggior parte del tempo (very low utilization rate); il ridotto utilizzo penalizza il
ritorno economico dell’investimento. Quando la capacità di accumulo è inutilizzata allora il sistema di
accumulo può essere impiegato per fornire servizi al sistema elettrico come il controllo della
frequenza; questo può determinare entrate aggiuntive, a vantaggio del ritorno economico
dell’investimento. Tuttavia, singole unità di accumulo di energia potrebbero non essere adeguate a
fornire servizi di sistema – esempio la regolazione primaria - per un assegnato periodo temporale –
esempio secondi - in quanto dette unità devono anche fornire servizi locali. In riferimento a ciò, gli
autori del contributo mostrano una tecnica di aggregazione per la creazione di sistemi distribuiti di
accumulo, capaci di fornire contemporaneamente servizi locali e servizi di sistema in aggregato.
15Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
Utilizzando un modello di controllo predittivo, uno schedulatore centrale assegna dinamicamente
quantità di energia e di potenza a ciascun sistema di accumulo per servizi locali e di sistema - il
multitasking - con l'obiettivo di massimizzare il profitto della aggregazione. Gli autori mostrano che il
multi tasking può quasi raddoppiare gli utili di un sistema di accumulo distribuito rispetto al caso
single tasking. Gli autori mostrano anche che i vantaggi di una aggregazione di sistemi di accumulo
crescono con l'errore di previsione. In questi casi, gli autori scoprono che i profitti generati da un set
di batterie – per servizi sia locali che di sistema - sono quasi uguali alla somma dei profitti derivanti da
due batterie identiche, in cui una fornisce solo il servizio locale e l'altra solo il servizio di sistema. Gli
autori hanno anche riscontrato che l'importanza dell'aggregazione diminuisce con il decrescere della
durata del servizio di sistema reso.
Uno schema di controllo ma di tipo centralizzato per la pianificazione dei processi di carica/scarica ed
il coordinamento del funzionamento dei sistemi di accumulo per il load shifting in ambito residenziale
nello Stato di New York è presentato in [56].
I profitti monetari per una famiglia media americana sono discussi in [57]. Il contributo considera i
tipici profili di consumo ed una tariffa specifica proposta dalla società ConEdison; quindi, il contributo
calcola gli importanti profitti monetari che possono essere conseguiti quando la famiglia intelligente
installa un sistema ibrido in ambito residenziale ed attua un programma di demand response per il
peak shaving. ConEdison è una società americana che gestisce uno dei più grandi sistemi di fornitura
di energia al mondo. Fondata nel 1823 come compagnia per luce e gas per la città di New York, oggi
ConEdison fornisce gas, vapore ed energia elettrica a oltre 10 milioni di persone che vivono a New
York e nella contea di Westchester. Il contributo considera una specifica tariffa del tipo time-of-use
(TOU), offerta da ConEdison. È opportuno ricordare che una tariffa time-of-use è una tariffa variabile
in base all'ora del giorno, del tutto analoga alle tariffe vigenti in Italia per le fasce F1, F2 e F3. Gli
autori del contributo promuovono la loro strategia di dispacciamento e di demand response,
affermando che a) la capacità del sistema di accumulo è inferiore e b) i vantaggi economici sono
maggiori rispetto ad analoghe strategie di demand response che utilizzano gli stessi sistemi di
accumulo ma per il load shifting invece che per il peak shaving. Il profitto annuo, senza limiti stagionali
sulla domanda, va dal 10% al 31% della bolletta elettrica quando calcolata applicando la stessa tariffa
ma in assenza di demand response. In presenza di limiti stagionali della domanda, il profitto annuale è
nel range da 6% a 39%. Utilizzando una data capacità di storage in modo più efficiente, la variazione
dei limiti sulla domanda in tutte le stagioni rende l’utilizzo della demand response ed i sistemi di
accumulo distribuiti un connubio altamente redditizio, anche quando sono considerate tecnologie di
accumulo classificate come fortemente costose come le batterie NiCd e le batterie agli ioni di litio.
Solo le flywheels e i sistemi di accumulo noti come superconducting magnetic energy storage (SMES)
rimangono ancora non redditizi sebbene siano applicati limiti stagionali della domanda. Inoltre, gli
autori sottolineano che le condizioni meteorologiche hanno un impatto significativo sia sul picco della
domanda sia sul consumo di energia dell'elettricità pertanto strategie di dispacciamento più raffinate
che integrano le previsioni meteo possono portare a profitti ancora maggiori.
L’accumulo distribuito virtuale e il clustering socio-economico come strumenti per meglio selezionare
ed individuare i “clienti” per l’applicazione di programmi di demand response sono il tema di [58]. Il
clustering consente una migliore previsione della disponibilità dei clienti durante un evento pertanto
l’aggregatore può meglio stimare ed offrire una capacità regolante. L’accumulo distribuito virtuale è
16Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
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come la demand response è intesa nel contributo; accumulo distribuito virtuale poiché fornisce servizi
simili all’accumulo distribuito a batterie o tecnologie simili. Il clustering socio-economico è testato
presso i residenti di Wichita, Kansas, Stati Uniti, sulla base di condizioni come disoccupazione, reddito
medio, livello di povertà, etc. Quattro gruppi sono stati così selezionati ed i gruppi con bassi valori
socio-economici si sono dimostrati più propensi alla DR rispetto ai gruppi con migliori condizioni
socioeconomiche.
La valutazione economica dell’impiego di sistemi di accumulo per ridurre i costi di sbilanciamento che
gravano sugli impianti di generazione da fonti rinnovabili non programmabili di un utente finale è il
tema discusso in [59]. Il sistema di accumulo di energia è anzitutto adottato e dimensionato per
aumentare il tasso di autoconsumo di un prosumer equipaggiato con un impianto fotovoltaico;
quindi, il sistema di accumulo è utilizzato anche per ridurre gli squilibri. L'adozione del sistema di
accumulo consente di ridurre i costi relativi agli squilibri, aumentando il reddito totale netto di circa
4.7% rispeto al caso in cui il sistema di accumulo è assente. Nel contributo è stata anche valutata
l'influenza dell'accuratezza del metodo di previsione sui costi degli squilibri e dei redditi totali netti;
questa analisi ha concluso che il reddito netto dovuto all'adozione di un metodo di previsione di
errore zero non è una funzione lineare dell'accuratezza delle previsioni. I risultati numerici indicano
anche che quando la capacità di stoccaggio supera una determinata soglia, il miglioramento dovuto
alla maggiore capacità è trascurabile, indipendentemente dall'accuratezza della previsione.
Oltre ai sistemi di accumulo realizzati mediante batterie ed installati stabilmente presso l’abitazione di
un utente finale (applicazioni stazionarie) in abbinamento a generatori distribuiti, anche le batterie
installate a bordo di veicoli elettrici sono un valido esempio di accumulo distribuito che può
contribuire a creare o rafforzare sistemi ibridi sia in ambito residenziale che di microgrid più in
generale [60-62], anche in presenza di una gesitone ottimizzata mediante demand response. A tal
proposito, la tecnica vehicle-to-grid, V2G, [63] è da molti ritenuta tra le tecniche più promettenti per
fronteggiare la variabilità della produzione di energia elettrica degli impianti a fonti rinnovabili non
programmabili. Validi risultati per il reale e ottimo posizionamento delle stazioni di ricarica
unitamente al posizionamento di impianti di produzione di energia elettrica da fonti energetiche
rinnovabili e di sistemi di accumulo distribuito in reti elettriche di distribuzione sono già disponibili
[64].
In tabella 2 si sintetizzano i benefici stimati ed attesi dei sistemi ibridi e demand response per l’utente
finale.
Tabella 2 - Benefici dei sistemi ibridi per l’utente finale
Benefici per l’utente finale
Incremento della quota di autoconsumo fino ad un 80%
Riduzione dei costi in bolletta dal 10% sino ad un 30%
Riduzione del picco della domanda tra il 20% e il 50%
Crescita occupazionale all’interno della filiera dei sistemi di accumulo e del FV
Maggiore diffusione FER e quindi un livello di benessere economico ed ambientale migliore
Incremento della potenza disponibile: potenza superiore a quella fornita dal contatore, senza
17Analisi dei benefici sui sistemi di produzione, trasmissione e distribuzione
dei programmi DR integrati nei sistemi ibridi
Rapporto Tecnico – D1.7
modifiche contrattuali e oneri aggiuntivi
Incremento del valore economico dell’energia autoprodotta attraverso l’erogazione di servizi
di rete remunerabili in presenza di un quadro normativo adeguato
4.2. I sistemi ibridi nelle reti elettriche di distribuzione secondo la prospettiva dei benefici
per la generazione distribuita da fonti rinnovabili
Come ben noto, la produzione di energia elettrica se da fonti energetiche rinnovabili non
programmabili può influenzare significativamente il funzionamento delle reti elettriche [11, 15-17, 41-
42]. Questa influenza può manifestarsi come una minaccia alla sicurezza delle reti elettriche in
termini, ad esempio, di oscillazioni della frequenza del sistema elettrico: tale frequenza dipende dal
bilancio tra la potenza elettrica prodotta dai generatori collegati alla rete, la potenza elettrica
prelevata dai carichi connessi alla rete, le perdite della stessa rete. Se non vi è equilibrio tra queste
potenze allora si genera un errore e la frequenza del sistema elettrico cambia, allontanandosi dal
valore nominale di riferimento.
I sistemi di accumulo possono rappresentare un valido strumento di ausilio alla missione di bilanciare
la differenza “istantanea” tra la generazione e la domanda di energia elettrica, creando così sistemi
ibridi, con poligeneazione ed accumulo, più affidabili e robusti. In tale contesto, la associazione ANIE
nel Libro Bianco sugli Accumuli studia il caso della produzione di energia elettrica in generale e
suppone che la banda di regolazione non fornita dagli impianti a fonti rinnovabili non programmabili
sia fornita da sistemi di accumulo esclusivamente dedicati a tale scopo [www.anie.it]. Tenuto conto
dell’attuale schema di remunerazione del servizio di regolazione primaria, il libro conclude che i ricavi
realizzati dalla fornitura del servizio sono assai inferiori ai costi di investimento.
La valutazione tecnico-economica dell’impiego dei sistemi di accumulo per la regolazione primaria
presentata in [43] giunge alla stessa identica conclusione: remunerazione fortemente insufficiente.
D’altro canto entrambi questi studi considerano il caso di sistemi di accumulo dedicati esclusivamente
al servizio di regolazione primaria; pertanto, tenuto conto che una parte della capacità di accumulo di
questi sistemi può essere dedicata all’erogazione di altri servizi locali comunque remunerativi (es.
autoconsumo, demand response, etc), tenuto conto del decrescere del costo delle batterie, tenuto
conto che l’importanza del servizio di regolazione primaria cresce con diffondersi degli impianti a fonti
rinnovabili, non può essere escluso che, a breve, le suddette analisi costi-benefici possano restituire
risultati opposti a quelli attuali.
I sistemi di accumulo e la variabilità della produzione di energia elettrica di un impianto eolico è il
tema discusso in [44]. Il contributo studia la soppressione delle fluttuazioni della potenza elettrica
prodotta da un impianto eolico abbinando la conservazione alla produzione; la conservazione è
operata mediante un sistema di accumulo – aggregato, distribuito e semi-distribuito – di cui si
desidera minimizzare la capacità. Il modello di livellamento dell'energia elettrica prodotta tiene conto
sia dei limiti di capacità del sistema di accumulo dell'energia della batteria sia dei requisiti di rampa
per ottenere l’effettiva capacità di livellamento. Il contributo studia sia il caso di generatori eolici con
simile produzione di energia, poiché le turbine si trovano geograficamente vicine, sia il caso opposto
cioè quello di profili di produzione dissimili poiché le turbine si trovano distanti tra loro. Il contributo
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